Месторождение: Гагаринское (ID: 36572)

Свойства

Класс Месторождения: Крупное

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность: Болото

Стадия разработки: Доразведка

Год открытия: 1990

Источник информации: РГФ-23

Метод открытия:

Площадь: 12.28 км²

Описание

Гагаринское нефтяное месторождение

Гагаринское нефтяное месторождение расположено в 470 км к северу от
г. Перми и в 30 км к югу от г. Красновишерска (рис.1.). В тектоническом отношении Гагаринское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Березниковского палеоплато (структура II порядка), осложняющего центральную часть Соликамской депрессии (структура I порядка).

Рис.1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края

Связь с краевым центром осуществляется круглогодично по трассе регионального значения Пермь-Березники-Соликамск-Красновишерск, в летний период по рекам Кама и Вишера, а также по железной дороге Пермь-Соликамск.

Населенных пунктов в районе месторождения нет, расположены они по долинам рек. Наиболее крупные из них: Мысья, Верх-Язьва, Цепел, Бычина и Яборова.

Ближайшими нефтяными месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ РФ, являются Гежское (Протокол ФАН Роснедра №03-18/1058-пр от 15.12.2016), Мысьинское (Протокол ФАН Роснедра №18-631-пр от 18.08.2008) и Маговское (Протокол ФАН Роснедра №03-18/985-пр от 08.12.2017).

В орографическом отношении территория месторождения расположена в междуречье р. Язьва и р. Глухая Вильва и представляет собой полого всхолмленную равнину с заметным понижением рельефа в западном направлении от 300 до 130 м. Минимальные отметки рельефа приурочены к урезу р. Вишера.

Гагаринское месторождение открыто в 1990 г. по результатам опробования скважины 162, в которой в интервалах 1934.0-1956.0 (-1792.3 -1814.3) и 1964.0-1968.0
(-1822.3 -1826.3) (пласт Фм) была получена нефть дебитом 4.5 т/сут на 2 мм штуцере. В опытно-промышленную эксплуатацию введено в 1993 г.

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях нижнепермского (пласт См), башкирского (пласт Бш-Срп) и верхнедевонско-турнейского (пласт Фм) ярусов.

Под глубокое поисково-разведочное бурение Гагаринское месторождение подготовлено сейсморазведочными работами в 1987 г. (СП 29/86-87).

Бурением и опробованием скважины 66 открыты промышленные залежи нефти в сакмарских и башкирских отложениях. В 1991 г. запасы нефти и растворенного газа впервые поставлены на государственный учет (Протокол ЦКЗ МНП №37 от 26.03.1991).

Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез Гагаринского месторождения изучен по данным структурных, параметрических, поисковых и разведочных скважин, от вендских до четвертичных отложений и является типичным для северной части Соликамской депрессии. Максимальная вскрытая глубина составила 2473.0 м в скважине 162.

Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза приводится снизу вверх, согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Русской платформы», 1988 г. с учетом внесенных поправок в 1990 г. (каменноугольная система) и 2005 г. (пермская система). Выделение стратиграфических границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований и сопоставления разрезов скважин Гагаринского месторождения.

Согласно тектоническому районированию кристаллический фундамент залегает на глубинах порядка 7 км, погружаясь в восточном направлении в сторону Южно-Тиманской впадины.

Осадочный чехол слагают верхнепротерозойские и палеозойские отложения, с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности фундамента. Верхнепротерозойская толща представлена рифейским и вендским комплексами.

Протерозойская акротема – PR

Верхнепротерозойская эонотема – PR₂

Рифейский комплекс – R

Сейсмическими исследованиями установлено повсеместное развитие рифейских отложений, которые прослеживаются с перерывами в корреляции, на глубинах от 2100 до 2300 м.

Рифейские отложения перекрыты терригенными породами вендского комплекса, формированию которых предшествовал длительный перерыв в осадконакоплении.

Вендский комплекс – V

Вендский комплекс пород представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина пород составляет 37 м.

Фанерозойская эонотема – FZ

Палеозойская эратема – PZ

Представлена тремя системами: девонской, каменноугольной и пермской.

Девонская система – D

Отложения системы залегают на породах вендского комплекса со стратиграфическим несогласием, представлен верхним отделом.

Верхний отдел – D₃

Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами.

Франский ярус – D₃f

Представлен верхним, средним и нижним подъярусами.

Нижний подъярус – D₃f₁

Тиманский горизонт – D₃tm

На размытой поверхности венда залегают карбонатно-терригенные породы нижнефранского подъяруса в составе тиманского горизонта. Терригенные породы представлены аргиллитами, слагающими в основном верхнюю часть пачки, алевролитами и песчаниками, развитыми в нижней части.

Аргиллиты темно-зеленовато-серые и темно-серые с зеленоватым оттенком, неравномерно алевритистые, тонкослоистые, плитчатые, редко с зеркалами скольжения, с обугленными растительными остатками.

Алевролиты светло-серые с зеленоватым оттенком и темно-серые, неравномерно глинистые, прослоями сильно глинистые, мелкозернистые, с обугленными растительными остатками.

Песчаники светло-серые, иногда с зеленоватым оттенком, кварцевые, мелко-среднезернистые, несортированные, с зернами крупнопесчаной и мелкогравийной размерности, с нечеткой тонкой и мелкой слоистостью, с редким растительным детритом, мелкими включениями пирита.

В верхней части горизонта залегают известняки толщиной 1-3 м, темно-серые с коричневатым оттенком, тонкозернистые, неравномерно глинистые. Толщина горизонта 15 м.

Средний подъярус – D₃f₂

Включает саргаевский и доманиковый горизонты.

Саргаевский горизонт – D₃sr

Отложения саргаевского горизонта представлены известняками светло-серыми, темно-серыми с коричневатым оттенком, неравномерно доломитизированными, прослоями глинистыми, тонкокристаллическими, плотными. Толщина 17 м.

Доманиковый горизонт – D₃dm

Разрез доманикового горизонта в литологическом отношении представлен известняками с прослоями сланцев, аргиллитов, мергелей. Толщина 3 м.

Верхний подъярус – D₃f₃

Верхнефранский подъярус включает в себя мендымский и нерасчлененные воронежский, евлановский, ливенский горизонты. Сложен известняками плотными, крепкими, прослоями кавернозными с вертикальными трещинами, выполненными кальцитом и доломитами известковистыми. Толщина 360 м.

Фаменский ярус – D₃fm

Фаменский ярус представлен двумя типами разрезов: рифовым (скважины 66 и 162) и межрифовым (скважины 68 и 69). Рифовый тип разреза представлен органогенно-водорослевыми известняками и доломитами, без глинистых примесей. Межрифовый тип разреза представлен известняками, участками доломитизированными, глинистыми. Толщина фаменских отложений 142-149 м.

В фаменских отложениях сосредоточены основные запасы углеводородного сырья Гагаринского месторождения.

Каменноугольная система – C

Каменноугольная система включает нижний, средний и верхний отделы.

Нижний отдел – C₁

Нижний отдел подразделяется на турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус – C₁t

Для турнейского яруса характерна стратиграфическая неполнота, связанная с перерывом осадконакопления и результатами предвизейского размыва. На площади месторождения ярус сложен известняками коричневато-серыми, мелкокристаллическими, участками доломитизированными, в разной степени глинистыми, с частыми темно-серыми глинистыми примазками, с включениями пирита и белого кальцита по затухающим трещинам. Толщина отложений от 1 до 24 м.

Визейский ярус – C₁v

Породы визейского представлены нижним и верхним подъярусами.

Нижний подъярус – С₁v₁

Представлен кожимским надгоризонтом.

Кожимский надгоризонт – C₁kzh

Радаевский горизонт – C₁rd

Радаевские отложения на площади, в основном, размыты. Их присутствие отмечено в разрезах скважин 68 и 69. Данный стратиграфический интервал сложен чередованием аргиллитов, алевролитов с тонкими прослоями песчаников. Толщина отложений 7-9 м.

Бобриковский горизонт – C₁bb

Отложения бобриковского горизонта отсутствуют из-за перерыва в осадконакоплении.

Верхний подъярус – С₁v₁

Представлен окским надгоризонтом.

Окский надгоризонт – C₁ok

Сложен нижней терригенной и верхней карбонатной пачками тульского горизонта.

Тульский горизонт – C₁tl

По литологическому составу подразделяется на 2 пачки снизу вверх: терригенную и карбонатную.

Терригенная пачка сложена песчаниками, аргиллитами и алевролитами. Песчаники преобладают мелкозернистые, алевритистые. Алевролит темно-серый неравномерно песчанистый, мелкозернистый. Аргиллит темно-серый, неравномерно алевритистый. Толщина отложений 19-30 м.

Карбонатная пачка представлена известняками и доломитами. Известняки темно-серые, неравномерно глинистые, участками битуминозные, алевритистые, микрозернистые. Доломиты коричневато-серые и темно-серые до черных, неравномерно известковистые, участками глинистые, с включениями ангидрита. Толщина пачки 9-16 м.

Алексинский – C₁al + Михайловский – C₁mh + Веневский горизонты – C₁vn

Сложены известняками, доломитами и аргиллитами. Известняки темно-серые, неравномерно глинистые. Доломиты коричневато-серые, глинистые, битуминозные, участками сульфатизированные. Аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие, известковистые, алевритистые. Толщина 137-171 м.

Серпуховский ярус – C₁s

Представлен известняками и доломитами, причем в нижней части яруса преобладают доломиты. Известняки темно-серые, коричневатые, неравномерно доломитизированные, мелкосгустковые, органогенно-детритовые, окремнелые, трещиноватые с включениями кальцита или глинистого материала Доломиты серые, разнозернистые, местами известковистые, очень крепкие, прослоями пористые. Толщина 103-132 м.

Средний отдел – C₂

Среднекаменноугольные отложения представлены башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус – C₂b

Нижняя граница башкирского яруса проводится в основании известняково-раковинного песчаника, свидетельствующего о перерыве в осадконакоплении между башкирскими и серпуховскими отложениями, или по смене протвинских детритовых известняков верхней части разреза серпуховского яруса на известняки серые, перекристаллизованные.

Известняки серые, прослоями темно-серые, органогенно-детритовые, участками доломитизированные, перекристаллизованные, в верхней части неравномерно-глинистые, с редкими тонкими прослойками до 1 см темно-зеленоватого аргиллита. Известняки трещиноватые и стилолитизированные, поверхности стилолитов покрыты зеленовато-серым глинистым материалом. Толщина 56-75 м. К башкирской толще приурочена промышленная залежь нефти.

Московский ярус – C₂m

Московский ярус представлен нижним и верхним подъярусами.

Нижний подъярус – С₂m₁

Включает верейский и каширский горизонты.

Верейский горизонт – C₂vr

Повсеместно представлен чередованием известняков и аргиллитов с маломощными прослоями доломитов, алевролитов, мергелей. В подошве горизонта обычно преобладают аргиллиты, в средней части – известняки, в верхней части – аргиллиты с прослоями известняков. Известняки темно-серые с коричневатым оттенком, часто глинистые, микро-тонкозернистые, иногда детритовые. Аргиллиты темно-серые до черных, известковистые, слюдистые, тонкоплитчатые, часто с детритом брахиопод. Толщина 71-77 м.

Каширский горизонт – C₂ks

Литологически представлен известняками и доломитами, чередующимися между собой. В нижней части разреза маломощные прослои аргиллитов. Известняки серые и светло-серые с зеленоватым и коричневатым оттенками, микро- и мелкозернистые, органогенно-детритовые, неравномерно тонкозернистые. Доломиты с желтоватым оттенком, известковистые, с включениями ангидрита. Толщина 45-63 м.

Верхний подъярус – С₂m₂

Подольский горизонт – C₂pd

Породы горизонта представлены известняками и доломитами, которые преобладают в разрезе. Доломиты серые и темно-серые с коричневатым оттенком, микро-тонкозернистые, сульфатизированные, с примазками темной глины, участками пористые и кавернозные. Известняки серые и темно-серые с коричневатым оттенком, детритовые, участками окремнелые, с обломками брахиопод, с частыми примазками темно-серой глины по плоскостям наслоения. Толщина 41-54 м.

Мячковский горизонт – C₂mc

Мячковский горизонт представлен известняками и доломитами светло-серыми и серыми с коричневатым оттенком, тонкозернистыми, пористыми и кавернозными, с включениями голубовато-серого ангидрита и примазками темно-серой глины. Толщина отложений 58-76 м.

Верхний отдел – С₃

Сложен известняками и доломитами серыми с коричневатым оттенком, мелкозернистыми с детритом, неравномерно сульфатизированными, прослоями сильно глинистыми, кристаллическими, участками кавернозными. Толщина отложений 81-106 м.

Пермская система – P

Представлена нижним отделом в составе сакмарско-ассельского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов.

Нижний отдел –P₁

Ассельский – P₁a + Сакмарский ярусы – P₁s

Ассельский и сакмарский ярусы рассматриваются совместно, так как границу между ними возможно выделить только условно.

Сложены преимущественно известняками с прослоями доломитов. Известняки светло-серые и серые с коричневатым оттенком, органогенно-детритовые кристаллические, крепкие, участками окремнелые, с примазками темно-серого битуминозного материала по стилолитовым швам. Доломиты светло-серые и серые, тонко- и мелкозернистые, прослоями и участками окремнелые. Толщина 186-221 м. К проницаемым разностям сакмарских отложений приурочена промышленная нефтеносность.

Артинский ярус – P₁ar

По литологическому составу артинский ярус подразделяется на 2 пачки: нижнюю – карбонатную и верхнюю – терригенную.

Карбонатная пачка сложена известняками светло-серыми, участками красно-бурыми, разнозернистыми, иногда доломитизированными, неравномерно глинистыми, участками окремнелыми, органогенно-обломочными с многочисленной фауной. Наблюдаются слабые битумопроявления. Толщина пачки 69-96 м.

Терригенная пачка сложена полимиктовыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами, мергелями с линзовидными включениями и тонкими прослоями известняков, доломитов. Песчаники серые, зеленовато-серые, разнозернистые, участками алевритистые. Алевролиты зеленоватые и темно-серые, глинистые, разнозернистые, песчанистые. Мергели темно-серые до черных, с зеленоватым оттенком, известковистые, алевритистые, участками неяснослоистые. Толщина пачки 402-460 м.

Кунгурский ярус – P₁k

Кунгурский ярус включает филипповский и иренский горизонты.

Филипповский горизонт – P₁fl

Представлен сульфатно-терригенным типом разреза. Верхняя часть – терригенные породы с прослоями карбонатов, встречаются линзы конгломератов; нижняя часть – сульфатные породы.

Терригенная толща: песчаники серые, зеленовато-серые, известковистые, разнозернистые, участками алевролитистые. Алевролиты и аргиллиты зеленовато-серые, известковистые, тонкослоистые, с растительными остатками. Глины темно-серые до черных, известковистые, алевролитовые, плотные. Мергели тёмно-серые, доломитовые, тонкослоистые, участками алевролитовые, плотные. Известняки и доломиты зеленовато-серые, коричневато- и темно-серые, плотные, крепкие. Слагают они чаще нижнюю часть терригенной толщи.

Сульфатная толща – ангидриты светло- и голубовато-серые, тонкозернистые, плотные, крепкие, с частыми прослоями и прожилками доломитов и аргиллитов. Толщина отложений 36-73 м.

Иренский горизонт –P₁ir

Состоит из глинисто-ангидритовой и соленосной толщ. Сульфатно-карбонатно-глинистая толща сложена глинами, аргиллитами, глинистыми доломитами, ангидритами, переслаивающимися между собой, с прослоями алевролитов и песчаников. Соляная толща представлена переслаиванием загипсованных и засолоненных глинистых пород, каменных солей и ангидритов с мергелями, глинистыми известняками и доломитами. Толщина отложений 249-328 м.

Уфимский ярус –P₁u

Соликамский горизонт – Р₁sl

Сложен мергелями, песчаниками, глинами, известняками в различных количественных соотношениях, переслаивающихся между собой. Толщина отложений
51-101 м.

Кайнозойская эратема –KZ

Четвертичная система – Q

Четвертичные отложения представлены элювиальными, аллювиальными, флювиогляциальными и элювиально-делювиальными образованиями. Участками имеются торфяники. Четвертичные отложения слагают, в основном, пески кварцевые мелко- и среднезернистые, часто переслаивающиеся с суглинками, редко с галечниками. Толщина отложений до 48 м.

Тектоническое строение

В тектоническом отношении Гагаринское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Березниковского палеоплато (структура II порядка), осложняющего центральную часть Соликамской депрессии (структура I порядка) (Рис. 2.).

Рис.2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края

Соликамская депрессия представляет собой крупную наложенную отрицательную структуру с размерами 230×(60-80) км, сформировавшуюся в раннепермскую эпоху за счет накопления флишоидно-молассовых отложений артинского яруса – «терригенного клина». Северный и восточный ее борта, расположенные вблизи соответствующих границ площади, ограничены надвиговыми сооружениями Складчатого Урала.

На основании площадных сейсморазведочных работ установлено, что на исследуемой территории поверхность кристаллического фундамента залегает несогласно с отражающими горизонтами палеозоя. Отметки фундамента ступенчато через разломы изменяются от -5500 до -6590 м. Поверхность фундамента наклонена в северо-восточном направлении в сторону Предтиманского прогиба от абсолютных отметок -5200 до -6000 м.

Осадочный чехол, представленный протерозойским и палеозойским комплексами пород, залегает на размытой поверхности фундамента.

Морфология додевонских отложений изучена слабо из-за больших трудностей прослеживания их сейсморазведкой. Рифейские отложения толщиной 2.0-3.5 км, подтвержденные бурением и сейсморазведкой в северной части Соликамской депрессии, залегают на выступах и грабенообразных понижениях фундамента и погружаются в тех же направлениях, что и его поверхность. На рифейских отложениях с угловым несогласием залегает (460-2000 м) толща вендских отложений. Отложения вендского комплекса моноклинально погружаются в направлении с северо-запада на юго-восток с абсолютных отметок от -2030 до -2350 м.

В структурном плане кровли терригенных отложений тиманского горизонта, учитывая незначительную толщину терригенного девона (20-30 м), по материалам глубокого бурения и сейсморазведки, по-прежнему, намечается моноклинальный склон в юго-восточном направлении. Поверхность терригенных отложений тиманского горизонта погружается более чем на 300 м.

В позднем девоне произошли существенные изменения в развитии рассматриваемого района. Вся территория испытывала устойчивое погружение и развивалась в условиях глубоководного шельфа, образовались палеорифовые массивы, разделенные межрифовыми зонами. В условиях перикратонного опускания и глубоководной морской обстановки сформировалась Камско-Кинельская система прогибов, в области которых и находится современная Соликамская депрессия. Это определило существенные изменения в структурных планах фаменских карбонатных и всех вышележащих каменноугольных отложениях, в отличие от поверхности терригенного девона.

Одним из главных палеотектонических элементов в позднедевонскую эпоху в пределах площади работ было Березниковское палеоплато.

Ширина его в северной части колеблется от 26 до 40 км. Северная граница палеоплато проходит по внешним склонам Язьвинского и Цепелского рифовых массивов. Форма этих массивов овальная, иногда слегка вытянутая, наиболее крупные имеют несколько рифовых ядер – собственно рифов. Рифы характеризуются максимальной толщиной верхнедевонского комплекса – более 500 м. Собственно рифовые массивы оконтурены условно изопахитой 400 м. Западные вершины (рифы) на массивах наиболее приподняты. В северной части Березниковского палеоплато рифовые массивы имеют меньшие размеры, чем в средней и южной частях. Одним из этих массивов является – Гагаринский. По мнению ряда исследователей Гагаринский рифовый массив к концу франского века формировался как атоллоподобное образование, в фаменское время он трансформировался в мелководную карбонатную платформу. В результате образовалась неоднородная толща с тонкими, невыдержанными по площади проницаемыми прослоями.

Сейсморазведочные работы по технологии 3D позволили уточнить строение Гагаринской структуры. Относительно ранее выполненных работ по технологии 2D уменьшились размеры и амплитуда поднятия, произошло смещение структурного плана.

По кровле структурного плана ОГ II^П структура картируется в виде куполовидной складки изометричной формы, центральная и северная части которой изучены бурением. Его поверхность осложнена тремя вершинами, морфологически более выражена западная, вытянутая в меридиональном направлении. Она имеет высокое гипсометрическое положение. Размеры ее в пределах замкнутой изогипсы -1870 м 4.0×3.5 км, амплитуда
126 м.

Выявленные органогенные постройки серпуховско-башкирского возраста оказали влияние на формирование структурного плана ОГ I^П. Произошло смещение структурного плана. Выделяется северная и западная вершины, тогда как восточный купол не обособляется. Размеры структуры в пределах замкнутой изогипсы -1460 м 3.8×3.3 км, амплитуда 69 м.

По кровле карбонатных отложений артинского яруса (ОГ АК) выделено 3 рифа нижнепермского возраста, осложняющие сводовую часть структуры. Относительно построений по ОГ I^П произошло не только сокращение площади объекта, но и изменение структурного плана, связанное с наличием органогенных построек артинского возраста. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -840 м 3.6×3.0 км, амплитуда 83 м.

В пределах Гагаринского массива открыты залежи нефти в верхних частях собственно рифовых построек (пласт Фм) и в ловушках структур облекания рифов (пласты Бш-Срп и См).

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Гагаринском месторождении промышленно нефтеносными являются 3 комплекса: нижнепермский (пласт См), верхневизейско-башкирский (пласт Бш-Срп) и верхнедевонско-турнейский (пласт Фм) карбонатные комплексы.

Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев, в основном, по диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с учетом исследований керна и результатов испытаний, также привлекалась кавернометрия (ДС).

С целью корректного построения геологической модели и учета запасов УВС в настоящем отчете уточнена индексация пласта без изменения корреляции в объеме башкирских отложений (пласт Бш переименован в Бш-Срп), так как продуктивный пласт распространен не только на башкирские, но в купольных скважинах частично и на серпуховские отложения.

Геометризация пластов выполнена на основе трехмерного моделирования в программе IRAP RMS. Построение структурных карт проведено по кровле и подошве проницаемой части пластов.

Обоснование положения водонефтяных контактов по залежам с карбонатными коллекторами принималось по отметкам нижних отверстий перфорации, давших при опробовании безводную нефть, с учетом проницаемых прослоев. Обоснование флюидальных контактов приведено в таблице 6.1 и на рисунках 6.1-6.3. На схемы обоснования ВНК (УПУ) вынесены начальные результаты испытаний, влияющие на обоснование положения ВНК (УПУ).

Характеристика залежей Гагаринского месторождения представлена в таблице 6.2.

Нижнепермский карбонатный НГК

Промышленная нефтеносность комплекса установлена в артинских отложениях на Бельском месторождении, а также в сакмарских отложениях Озерного месторождения.

Пласт P1s (См)

Пласт См развит неравномерно – в скважине 70 замещен плотными породами. Общая толщина пласта изменяется от 26.0 до 31.8 м. В разрезе пласта выделяется от 1 до 7 проницаемых прослоев толщиной 0.5-3.5 м.

Нефтеносность залежи установлена по результатам испытаний и опробований с учетом результатов интерпретации материалов ГИС и исследования кернового материала и вскрыта 27 скважинами (из них в 23 скважинах отсутствует запись каротажа масштабом 1:200).

Продуктивная часть залежи приурочена к органогенно-обломочным, комковато-сгустковым и коралловым известнякам, которые сверху перекрыты более чем 100-метровой толщей плотных известняков верхней части сакмарского и артинского ярусов.

В данном подсчете УПУ по залежи предлагается принять на утвержденной абсолютной отметке -900 м по результатам опробования в скважине 66, где из интервала перфорации 1068.0-1088.0 (-889.7 -908.9) м получен приток нефти дебитом Qн=6.5 т/сут с учетом подошвы нефтенасыщенного прослоя (Табл. 6.1, Рис. 6.1).

Тип залежи – пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи в пределах принятого УПУ 0.8×1.7 км, высота 9.4 м (Табл. 6.2). Эффективная толщина пласта изменяется от 3.6 до 7.7 м, нефтенасыщенная – от 1.8 до 5.2 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 2.8 м. Доля коллектора в пласте составляет 18.1%, коэффициент расчлененности – 3.5.

Каширско-гжельский карбонатный НГК

В пределах комплекса отмечены слабые нефтепроявления в каширских отложениях Уньвинского и Чердынского месторождений.

Верейский карбонатный НГК

На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса установлена на Уньвинском месторождении. Слабые нефтепроявления отмечены практически на всех месторождениях Соликамской депрессии.

Верхневизейско-башкирский карбонатный НГК

Нефтепроявления и промышленная нефтегазоносность в пределах данного комплекса установлена в башкирских отложениях на Гежском, Озерном, Восточно-Гагаринском, Ескинском, Тарховском, Юрчукском, Мысьинском, Песчанковском и других месторождениях Соликамской депрессии.

В отложениях серпуховского яруса и окского надгоризонта нефтепроявления отмечены на Бельском, Верх-Сыпанском, Водораздельном и Кисловском месторождениях. На Жилинском, Озерном и Сибирском месторождениях к этим отложениям приурочены залежи с промышленными запасами нефти.

Пласт C2b-C1s (Бш-Срп)

Пласт Бш-Срп в пределах исследуемой площади прослеживается повсеместно.

Нефтеносность залежи установлена по результатам испытаний и опробований. Нефтенасыщение коллекторов подтверждают результаты интерпретации материалов ГИС и исследования кернового материала. Залежь приурочена к рифовому массиву и вскрыта 83 скважинами.

Продуктивные пласты-коллекторы башкирского яруса сложены известняками биоморфными (преимущественно водорослевыми разностями), детритовыми, детритово-сгустковыми, комковатыми и известняковыми раковинными песчаниками, разнозернистыми кавернозными доломитами и доломитизированными известняками. Флюидоупором для залежи служат плотные глинисто-карбонатные образования верейского горизонта вместе с плотными глинисто-кремнистыми известняками верхней части башкирского яруса.

При опробовании в скважинах 66, 67, 72, 301, 302, 303, 304, 305, 306, 307, 308, 309, 311, 312, 313, 314, 315, 316, 317, 318, 319, 323, 325, 327, 329, 330, 332, 333, 336, 350, 403 и 414 был получен промышленный приток нефти.

В ОПЗ 2015 г. УПУ залежи пласта Бш был принят по результатам опробований с учетом положения подошвы нефтенасыщенных прослоев в скважинах 72 и 317 на абсолютной отметке -1462.0 м.

В данном подсчете ВНК залежи предлагается принять на абсолютной отметке
-1464.2 м по результатам опробования в скважине 336, где из интервала перфорации 1619.0-1623.0 (-1459.6 -1463.6) м получено Qн=26.7 т/сут и Qв=1.8 м³/сут (6.8% воды), с учетом подошвы нефтенасыщенного прослоя. В скважине 320 при опробовании интервала 2009.0-2050.0 (-1464.8 -1498.2) м получена пластовая вода, а при испытании скважины 9070 из интервала 1686.0-1713.0 (-1466.7 -1492.8) за 30 минут получен приток 2.1 м³ пластовой воды газированной с запахом H₂S(Табл. 6.1, Рис. 6.2).

Тип залежи – массивная. Размеры залежи в пределах принятого ВНК 3.2×2.8 км, высота 51.4 м (Табл. 6.2). Эффективная толщина пласта изменяется от 0.5 до 28.7 м, нефтенасыщенная – от 0.5 до 28.7 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 12.7 м. Доля коллектора в пласте составляет 42.4%, коэффициент расчлененности – 11.3.

Визейский терригенный НГК

На Гагаринском месторождении нефтепроявления по керну отмечены в тульских отложениях скважин 67, 69, и 70. При опробовании в процессе бурения из визейских отложений в скважинах 66, 67 и 70 притока не получили, из скважин 69, 71, 162 и 9070 получены слабые притоки нефти и газа, не имеющие промышленного значения.

Нефтепроявления этого комплекса в пределах Соликамской депрессии отмечены в тульских и бобриковских отложениях на Водораздельном, Жилинском, Логовском, Песчанковском, Пихтовом и Чердынском месторождениях. На Юрчукском, Пихтовом и других месторождениях к этим отложениям приурочены залежи нефти с промышленными запасами. В отложениях радаевского горизонта нефтепроявления встречены на Кисловском, Пихтовом и Чашкинском месторождениях.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

Залежи нефти с промышленными запасами нефти в турнейско-фаменских отложениях, выявлены практически на всех месторождениях Соликамской депрессии.

Нефтепроявления встречены в верхне- и среднефранских, отложениях на Кисловском, Лесорубном, Логовском, Озерном, Песчанковском, Пихтовом, Сибирском, Тарховском, Уньвинском, Федорцевском, Цепельском и Чашкинском месторождениях.

Пласт D3fm (Фм)

Пласт Фм в пределах исследуемой площади прослеживается повсеместно.

Продуктивные пласты-коллекторы сложены являются известняки водорослево-комковатые, водорослево-сгустковые и сгустковые. Флюидоупором для залежи служит толща уплотненных известняков, встречающихся в верхних частях рифов.

При опробовании в скважинах 66, 67, 71, 162, 223, 224, 310, 400, 401, 404, 405, 406, 407, 408, 409, 410_2, 411_2, 412, 414, 415, 416, 417, 418, 419, 420, 421, 423, 424, 425, 427, 428, 429, 430, 431, 432, 433, 434, 435 и 9070 был получен промышленный приток нефти.

В ОПЗ 2011 г. ВНК залежи пласта Фм был принят по результатам опробований с учетом положения подошвы нефтенасыщенных прослоев в скважине 71 на абсолютной отметке -1880.0 м.

В данном подсчете ВНК залежи предлагается принять на абсолютной отметке
-1880.8 м по результатам опробования в скважине 71, где из интервала перфорации 2110.0-2112.0 (-1877.0 -1879.0) м получено Qн=7.7 т/сут, с учетом подошвы нефтенасыщенного прослоя, а при испытании интервала 2114.0-2129.0 (-1881.0 -1895.9) м за 70 минут получено 5.4 м³ пластовой воды газированной.

Тип залежи – массивная. Размеры залежи в пределах принятого УПУ 3.7×2.5 км, высота 131.6 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 0.9 до 28.0 м, нефтенасыщенная – от 0.9 до 28.0 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 15.0 м. Доля коллектора в пласте составляет 14.2%, коэффициент расчлененности – 16.9.

Девонский терригенный НГК

Нефтепроявления по керну отмечены на Кисловском, Озерном, Пихтовом, Уньвинском, Юрчукском и Бельском месторождениях. Промышленная нефтегазоносность установлена в тиманских отложениях на Чердынском месторождении.

Источник: Пересчет запасов углеводородного сырья Гагаринского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017. Югова Н.В., Плотников А.В., Белкин А.С., и др. 2020

Следующее Месторождение: Сыморьяхское